МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТмефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНОГО УРОВНЯ И ОПТИМАЛЬНОМУ РАЗМЕЩЕНИЮ (С УЧЕТОМ ТРЕБОВАНИЙ НАДЕЖНОСТИ; СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ПРОЕКТИРУЕМОГО МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА РД 39 - 30 - 721 - 82

1982

Министерство нефтяной ирошлплекности

ВСЕСОШИЫЛ НАУЧНО^ИгаадВАТ^^ЬСКИЯ ИНСТИТУТ ПО СВОРУ, ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОРТУ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДШОВ (ВНИИСПТнефгь)

УТВЁРВДЕНО

Первым заместителем Министра нефтяной промшленности

В.И.КРЕМНЕВЫМ

6 апреля 1982 г.

РУКОВОДСТВО ПО ШБОРУ ОП1^|ИМАЛЬНОГО УРОВНЯ И ОПТШАШЮМУ РАЗМЕЩЕНИЮ (С УЧЕТОМ ТРЕБОВАНИИ НАДЕЖНОСТИ) СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТА ПРОЕКТИРУЕМОГО МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА РД 39-30-721-82

1902

ликвидации аварий Ш типа    t$_s    *= 5 ч. Повреждения нефтепрово

да квалифицируются по типам согласно (2). Скорость движения транспортных средств по трассе нефтепровода принята постоян -ной К = 10 км/ч. Значение затрат на содержание АВБ в зависимости от условий размещения приняв на НПС - CZ = 21 руб/ч, на трассе    CZ    =28 руб/ч. Длина опорожняемого участка

нефтепровода принята равной С/? = 8 км, так как предполагается, что нефтепровод проходит по местности с ровным рельефом. Предполагается, что узлы арматуры расставлены через 19 км.

Определяем расположение I АВБ на рассматриваемом нефте -проводе миникиэируя функцию F ^т УЫ U3X) + DZ СDX ), где JOX - абсцисса, которая характеризует расположение АВБ;

УЬЦДХ) - величина годового ущерба, вызываемого простоями нефтепровода при ликвидации аварий при размеще -нии АВБ в точке с абсциссой дх .

DZ(tiX)~ приведенные затраты на содержание АВБ, располо -генной в точке с абсциссой ДХ .

Определяем параметр потока восстановлений линейной части при обслуживании нефтепровода I АВБ по формуле, т.е. когда Dn = I.

_    L (DM_t/ (ДМ, +ЛМ₅) L )

^в    УЫ(ДХ)

где rn_z - количество узлов арматуры на нефтепроводе.

Получили    //„_у=    0,0133    ^Х/ч.

Оптимальное размещение нескольких АВБ определяется методом динамического программирования.

Основное рекурентное соотношение этого метода имеет вид

9,Сц)-Г(Ы/. со_0п )/со_Вп - L ;    _

Ф_к(ц)-тт{<Р_кч (coj)t    к    -    2,    Dn-r,

Фо (о);) - F(o>,, о.))/со о - о; ^фоп~ ^min{Фо Сш/) * Фр„.₍ (U);)} ,

и

где    ty)    “ зона обслуживания j -ой АВБ;

Лп » количество АВБ. f(a>y, u)j)mmin F на отрезке (u)j₄, a)j) . Для каждой зоны находим параметр потока вобстановления линейной части.

Затем для каждого учаотка - среднее вначение параметра потока восстановления линейной части.

Сравнение вариантов вложения оредотв в ту или иную конкурирующую подсистему производится по величине приращения показателя надежности,приходящегося на единицу отоимооти вло -женных средств.

Решение донной задачи представлено на рисунке I, который показывает зависимость величины показателя надежности ЫН от стоимости оптимально вложенныл средств. При стоимости ветра -ченных средств С * 416824 руб., вложенных в систему технического обслуживания и ремонта (количество АВБ Лп о 3) и увеличение РП (объемы РП_} В • 75000 м³), показатель на -давности ЫН будет равен R • 0,975.

В приложении широко представлены графические зависимости уровня надежности различных схем магистрельиого нефтепровода (А - число дней простоя нефтепровода) ст количества аварийно-восстановительна бригад flrj (расстановка бригад оптимальна по критерию min приведенных затрат). Зависимости получены для среднестатистических данных но надежности для объектов и сооружений магистрального нефтепровода, величина скорости доставки варьировалась в пределах V* 10*40 км/ч, что соогветствует различным трассовым условиям и способам доставки АВБ.

Расчет каждого конкретного варианта проектируемого неф-

Лес-I. Гр**** зависимости показателя надежности МН от стоимости вложенмчх средств

тепровода следует производить по програше GRADM, имещеЁся в фондах Щ ЕНИИСПТнефть.

Проложенне (справочное)

Зависимость ненадежности (количества дней простоя А) от количества АВБ

Иопольвуя (I) определяется значение показателя надежности МН ^ . Расчет количества дней простоя МН произведен по формуле

А - 365 (I - R )    (I)

В приложении даютоя графики значений А, вычисленных для ЫН различной протяженности L * 400 км 4 1600 км, раз -личного диаметре D « 720 мм 4 1220 мм, с различным количеством РП (0 4 4), различной скоростью доотавки АВБ (V » 10 км/ч 4 40 m/ч).

Приняты следующие обозначения:

Bi - объем РП на / -ом участке;

/₄* - длина I -го участка;

V - окорооть доставки.

L^g 400**1, в-0, V‘ 40 км/ч.

В^:1220т 2 Ю2От ■В-220/пт В‘ 720тт

6    ~”"2h

Настоящее "Руководство" разработано авторским коллективом в составе

В.Т.Агишева, А.Г.Гумерова, А.Н.Левемцова (рук.темы)* Н.Ж.Халеэовой.

Рабочая программа для ЭРМ ЕС-1020 на языке "Фортран” разработана коллективом ВЦ ВНИИСПТнефгь в составе

Л.Г.Арслановой, В.И.Беляевой, Л.З.Шайдуллиной и находится в фондах ВЦ института.

РУКОВОДСТВО ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНОГО УРОВНЯ И ОПТИМАЛЬНОМУ РАЗМЕЩЕНИЮ (С УЧЕТОМ ТРЕБОВАНИЙ НАДЕЯНОСТИ)СИСТй>Ш ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ПРОЕКТИРУЕМОГО МАПЮТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА РД 39-30-721-82

Приказом Министерства нефтяной промышленности * 232 от 10 мая 1982 г.

Срок введения с 01.06.82. Срок действия по 31.05.87. Вводится впервые

Настоящее руководство является методическим документом, предназначенным для проектных организаций. Руководстве определяет выбор оптимального уровня и оптимальное размещение системы технического обслуживания и ремонта проектируемого нефте -провода с учетом требований надежности или для требуемого уровня надежности осуществляет оптимальное размещение потенциала технического обслуживания и ремонта (ТОР).

I. ОБЩИЕ ПОЛОКНШЯ

1.1.    Магистральный нефтепровод (МН) рассматривается как сложная мкого^ункциональная техническая система, процесс функционирования которой представляет взаимодействие подсистем, направленных на выполнение целевого назначения.

1.2.    Потенциал технического обслуживания и ремонта пред -ставляет одну из подсистем МН, функцией которой является под -

держание работоспособности проектируемого нефтепровода.

1.3.    Выбор оптимального уровня и оптимальное размещение систеш технического обслуживания и ремонта МН происходит на основе целевого критерия надежности с учетом процесса функционирования.

1.4.    Учет требований надежности осуществляется через оценку качеотва и эффективность санкционирования.

1.5.    Определение оптимального уровня надежности производится с учетом целесообразности вносимых средств, направленных на поддержание надежности, демографических факторов, ограни -чений на количество аварийно-восстановительных бригад (АВБ), объемов и количества резервуарных парков, а также с учетом влияния других видов резерва.

1.6.    Решение задачи выбора оптимального уровня систем и ТОР проектируемого нефтепровода осуществляется градиентным методом.

1.7.    Решение задачи оптимального размещения систели ТОР проектируемого нефтепровода осуществляется методом динамичес -кого программирования.

1.8.    Показатель надежности нефтепровода определяется в соответствии с (I).

1.9.    Термины и определения, принятые в руководстве, со -ответствуют ГОСТам 13377-75, 18322-78 и другим НТД в области надежности.

Отраслевые термины и определения, применяемые в руководстве, соответствуют ОСТу "Магистральный нефтепровод. Состав -ные части. Термины и определения".

2. ОБщАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

2.1.    Рассматривается задача выбора оптимального уровня и оптимального размещения системы технического-обслуживания и ремонта проектируемого 1Ш. Необходимо определить целесообразное количество вносимых средств для обеспечения оптимального уровня надежности с учетом подсистем» способствующих повышению надежности КН. При этом размещение системы технического обслуживания и ремонта должно быть оптимально.

2.2.    При решении поставленной задачи необходимо учитывать технико-экономические характеристики нефтепровода, условия его эксплуатации, тип возможных аварий и их последствий, частоту и время их ликвидации, трассовые условия, надежность оборудования.

2.3.    Система ТОРа поддерживает надежность МН. К другим средствам, обеспечивающим определенный уровень надежности можно отнести резервуарные парки, параллельные нитки, секционирование и т.д.

2.4.    Необходимое время для доставки средств ТОРа (АВБ) к месту повреждения существенно зависит от трассовых условий. Отсутствие на некоторых участках трассы дорог иаи их низкая проходимость вызывает необходимость доставки АВВ и техники в объезд по дорогам, не совпадающим с направлением трассы, а также использование авиатехники.

з. критерии огшмза^и

Оптимальный уровень и соответственно оптимальное размещение (с учетом требеваний надежности) потенциала ТОРв ММ могуг быть различными в зависимости от критериев оптимизации. В связи с этим, в зависимости от требований, предъявляемых к системе МП, решение может осуществляться по ряду критериев, й основ-

ном это критерии двух классов.

А) Критерии оптимизации_f исходящие из народнохозяйственного эффекта, т.е. па прооктируегФй нефтепровод могут быть наложены ограничения,предъявляете к системе иерархически, например, учет требований поставщика и потребителя, ритмичность работы МН, эффективность его работы -R_Cucm » &ф_к[^а» учет ЦСТОР.

Б) Локальные критерии оптимизации, оспованные на интег -ральном показателе качества, в соответствии с ГОСТ 15467-70, например, тт приведенных затрат, целесообразный уровень надежности проектируемого нефтепровода и т.а.

В качестве примера рассмотрим критерий оптимальности Б-го класса - min прпводенпых затрат.

Приведенные затраты для проектируемого МН записываются в

виде

3” КЕ+Э> у ,

где К - капитальные вложения в МН;

Э - ежегодные эксплуатационные издержки для исправного МН;

У - ущерб от отказod нефтепровода;

£    - нормативный коэффициент.

В зависимости от режимов эксплуатации, коэффициента загрузки, определенного количества резерва в системе, принятой системы ТОРо величина 3 может принимать различные значения.

Очевидно, что для определенного уровня надежности всегда имеется решение, при котором 3 принимает mitt значение для определенного количества и определенного размещения АГЛ>, то это количество ЛГЯ> и это размещение ЛВБ следует считать оптимальным по критерию min приведенных затрат.

4. МЕТОД ПОСТРОЕНИЯ МОДЕМ И РИШЯ ЗАДАЧИ

Для создания модели системы МИ был выбран аналитический метод, основанный на представлении процесса функционирования система о учетом отказов объектов и сооружений марковским с непрерывным временем и дискретными состояниями, Это позволило получить наглядные закономерности исследуемого процесса функционирования и применить численные метода для опреде -ления оптимальных решений.

Вектор, характеризующий МН, в зависимости от принимаемого решения запишем в виде /Я, А/, В, A/_t L,X, У, vj, где Я* /Я_/#Я^- множество параметров проектируемого МН, характеризующих безотказность объектов и сооруже-ний; Н»    } - множество параметров, характера -

зуидих ремонтопригодность объектов и сооружений; B_tN_tL - тожество параметров, характеризующих объемы резервуарных парков, количество и длину участков; Х,У - параметры, характери -зующие координаты проектируемого нефтепровода и координаты предполагаешх и имеющихся баз центтзализоваиного обслуживания и ремонта, / - множество векторов скоростей доставки АВБ, зависящих от трассовых условий.

Если взять коитерий оптимальности 3    ,    а    его    зависимость

от принимаемого решения в виде скалярной функции 3 (ДГ), где    X*    {Х,    М, в. А/, L, X, У, У} ,    (I)

то вектор X характеризует принимае?<юе решение. Сто решение

может быть ограничено дисциплинирующими условиями (ресурсами,

координатами, продолжительностью ликвидации аварий и т.п.), в

результате чего образуется множество допустимых решений S

Задачу оятишзации можно записать в виде 3(х) —— min

х es

Решение задачи представляет собой определение (I) или нахождение близкого к (I) вектора х • Дяя решения данной задачи выбран мезсд, хоторый носит последовательный (пошаговый) характер, т.е. Алгоритм определяет подход от одного решения к другому

Наиболее полно решению задачи удовлетворяет метод градиентного поиска, т.к. он позволяет определять оптимальное ре -пение по уровню надежности на каждом шаге, и таким образ ом задача оптимизации уровня надежности мсскет быть решена при любом ограничении, налаженном на систему МН (т.е, удовлетворяв щях критериям классов А и Б).

Оптимальное размещение АВБ осуществляется методом дина -мического программирования.

Определение оптимального уровня надежности МН осуществляется параллельно с решением задачи по оптимальному размещению

системы ТОРа, т.и. условие оптимальности уровня надежности

органически связано с ТОР. Решение этих задач осуществляется

одновременно и принятие решения по одной задаче неразрывно

овязано с решением другой.

Условный пример

Необходимо определить оптимальный уровень и оптимальное размещение системы технического обслуживания и ремонта МН (с учетом надежности) при выполнении критерия оптимальности

и - cl

П>/, где П~    .

У₀ - начальный ущерб от отказов нефтепровода;

У - ущерб от отказов на к-ом шаге;

С к - стоимость вложенных средств па к-ом шаге.

Данный критерий оценивает эффективность внесения средств для достижения оптимального уровня надежности МН. В конечном итоге при выполнении условия П > 1 происходит нахождение оптимального уровня надежности для 3 —•» min .

В качестве примера рассмотрен МН Л - 820 мм, производительностью 1695 mVh, протяженностью L « 1000 км, коли -чество НПС-10. Параметры потока отказов НПО и линейной части равны соответственно А, ^тХ_ипе ^в O.OOieS¹/*!, \_{2 t} - К_лч -О,0000341^Д00 км • ч. Параметры потока восстановлений НПС равны JJ, = JJнпс “ 0,2*/ч. Принято, что до определения оптимального количества и расстановки^ремонтные работы па нефте -проводе осуществляются одной АВБ, т.к. оптимальный уровень надежности может быть достигнут не только средствами восстановления (АВБ), но и изменением конструктивного решения, то в качестве конкурирующих средств рассмотрены резервуарные парки, и поиск оптимального решения будет рассматриваться на основе комплексного подхода (т.е. поиск схемного решения с оптимальным обслуживанием),

В случае принятой схемы будет производиться поиск тг ъко оптимальной систекм обслуживания.

Ущерб от простоя I км нефтепровода принят равным ^ 3,5 руб/ч. Математическое ожидание количества аварий I типа составляет DM, = 0,021 -1СГ⁶ I/ч; П типа -    0,18    •    ТСГ⁶1/км    ч_;

Ш типа JJMy = 0,14 • 1СГ°1/км.ч. Время простоя нефтедрогода, связанное с обнаружением повреждения, закрытием и открытием задвижек и собственно ремонтными работами на трубе при ликвидации аварий I и П типа соответственно равно А, *= 50 ч, А₂ « 24ч.

Время опорожнения I км нефтепровода при ликвидации аварий I и П типа соответственно равно В, = 3 ч, в₂ = 3 ч, время